姬塬地区延长组长81地层水产状与成因分析

张雪峰，杨时雨 ，王亚玲，郭正权，李继宏

(1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3.中国石油长庆油田分公司勘探部)

姬塬地区延长组长81地层水产状与成因分析

张雪峰1，2，杨时雨3，王亚玲1，2，郭正权1，2，李继宏1，2

(1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3.中国石油长庆油田分公司勘探部)

针对姬塬地区长81储层开发过程中出现构造高部位出水、低部位出油的情况，利用薄片资料、压汞资料、地层水分析资料，结合测试成果，在对长81储集层特征和地层水成因分析的基础上，通过计算重力、浮力和毛细管力三力相互作用结果对地层水赋存状态的影响，较为合理地解释了“油水倒置”现象，认为陆相沉积的多旋回性和致密砂岩储集层的非均质性是形成地层水不同赋存状态的根本所在。

鄂尔多斯盆地；姬塬地区；长81油层；地层水；油水界面

姬塬地区位于鄂尔多斯盆地中生界油探区的西北部，作为多层系复合含油区，勘探目标从早期侏罗系古地貌油藏到延长组上部浅层低幅度构造油藏，发展至现今延长组下部深层岩性油藏，石油勘探经历了多个轮次，勘探难度也随之加大。长8储层作为探区岩性油藏分布主力层，前期的研究侧重于沉积体系与沉积相[1-2]、储集层特征与砂体结构[3-4]、油气运移成藏等[5-7]方面，而对于勘探过程中出现的“油水倒置”、试油出水现象认为是边底水等生产性问题，偏重于分析试油工艺是否得当，而对深层次的地质原因分析较少。本文尝试从储层的非均质性特征入手，在分析地层水成因的基础上，研究不同储层条件下地层水的赋存状态。研究认为，宏观上陆相沉积的致密砂岩储集层，其沉积的旋回性与非均质性，以及烃源层的供烃能力，是形成多样的油水组合关系[8-9]和形似“油水倒置”的这种奇特油水分布的主要原因；微观上沉积旋回、沉积微相的差异所导致的岩石填隙物成分的变化[10-11]、水岩作用的差异、“油包水”与“水包油”渗流机理的不同，则是其内在的原因。抑或不适当的试油压裂工艺，会使这种表象更加复杂化。

1 地质概况

姬塬地区位于鄂尔多斯盆地中部偏西北，主探区横跨天环坳陷与伊陕斜坡2个构造单元。天环坳陷西翼相带窄，地层东倾；东翼与伊陕斜坡平缓过渡，两构造单元没有明显分界线，地层呈平缓西倾大单斜，平均坡降不足1°，局部构造不发育[6]。研究区处在延长组生烃中心，烃源条件有利，延安组、延长组的多套含油层组(自上而下，各有10套)，均有工业油藏形成，为多油层叠合含油区。长81油层组是该区延长组主力含油层组，受控于西北物源体系，沉积物供给充足，发育浅水三角洲沉积[12]，以三角洲平原沉积为主，为主力储油层，目前大部分尚处开发评价阶段。

2 长81储层特征

2.1 岩石类型

姬塬地区长81砂体来源于西北与东北两大沉积体，交汇处大致在定边至高崾岘一线[13]，油藏主要分布于西北物源沉积的砂带上，是研究的主要对象。对西北沉积体长81层252口井薄片资料进行统计的结果表明，岩石类型主要为岩屑长石砂岩或长石岩屑砂岩，长石砂岩和岩屑砂岩的含量很少(略占1%)。在岩石的各种碎屑组份中，石英含量约占30.45 %，长石含量与岩屑含量相近略占28.2 %。岩屑成份以变质岩岩屑(14.76 %)和岩浆岩岩屑(8.51%)为主，沉积岩岩屑含量较少仅占0.22 %；填隙物含量占13.2 %(分布区间在8.3 %～17.9 %)，成份主要为碳酸盐矿物、高岭石、水云母。岩石整体表现出刚性成份少，岩屑和黏土成份较多的特点。这种较低的成份熟度使其抗压强度小、碎屑颗粒排列紧密，储集层变得致密[14]。

砂岩粒度以中细粒为主，细粒含量72.3%，中粒含量17.8%，粉砂级含量大致占4.6%；粒度概率曲线主要为两段式，以跳跃组分为主，斜率较大，岩性偏细，具有较高的结构成熟度。砂岩分选性在不同沉积微相具有明显差异性，三角洲前缘水下分流河道分选较好，标准偏差0.4～1.0，大多数为正态分布，偏度0.2～0.4；平原分流河道分选稍差，标准偏差0.78～2.26，偏度0.25～0.7。可见，不同沉积微相的粒度存在明显差异，这必将会影响到储层的物性与微渗流能力。

2.2 物性与孔喉特征

长81发育三期河道砂，属湖进背景下的退覆式沉积[12，15]。单砂体厚度3.5～19.6 m，平均厚度10 m。由于砂体离物源区较近，沉积底形较陡，河水携砂能力强，因而形成了河道相对稳定、砂体纵向叠加厚度大、平面呈网状的空间分布形态。河道沉积进入湖盆区，受湖水改造虽具漫散的条件，但席状、朵状的表现特征并不明显。

对含油段进行物性统计，平均孔隙度11.6%(7.8～13.2%)，渗透率为(0.1～4.3)×10-3μm2，平均0.81×10-3μm2，其中孔隙度大于10%占44%，渗透率大于0.5×10-3μm2占32%；属于低渗透、特低渗透砂岩储集层。

储集层的孔喉特征整体表现出大孔细喉型和小孔细喉型。三角洲前缘主河道砂孔隙类型以残余粒间孔、粒间溶孔为主，喉道主要表现为细颈型和窄片型，孔喉比较大。如H114井，其孔隙结构参数具有相对较高中值孔喉半径0.113 μm，相对较低的排驱压力1.2318 MPa和饱和度中值压力6.6 MPa(图1)。河道边部、前缘席状砂孔隙类型以粒间溶孔和晶间微孔为主，喉道主要为管束状、细管状和窄片状，孔隙较小，喉道也较小，孔喉比较低。如H117井，具有低中值孔喉半径0.0298 μm、高排驱压力5.16 MPa，高饱和度中值压力24.67 MPa的特征(图1)，表现出不同砂体部位具有明显的孔喉特征差异。

3 地层水化学特征与赋存状态

在含油气盆地的储集孔隙中，地层水是油气运移聚集的载体，地下水动力条件的差异、油层水与油气之间物质成分的交换，必然引起化学成分的变化，因而，地层水的化学组成特征与水型分析资料，直接或间接地指示盆地流体系统的开放性和封闭性[16]。

图1 不同沉积微相砂体的毛管压力曲线

3.1 地层水化学特征

地层水的来源可分为沉积水、成岩水、结晶水和渗入水[17]。对长81段无污染的21口井地层水矿化度和化学参数的分析表明，长81地层水封闭条件较好，水文地质稳定，保留着原始地层水形成时的化学特征。

(1)地层水矿化度11.9～102.1 g/L，平均为32.1 g/L，属于盐水-卤水型地层水，Na+、K+和Cl-高度富集是高矿化度的主要原因。较高的矿化度和CaCl2型地层水，说明油藏封闭性好，水体交换停滞。

(2)钠氯系数(变质系数)是反映地层封闭性好坏、油田水变质程度，地层水活动性的重要参数[18]，比值小，反映了比较还原的水体环境，有利于油气保存。长81钠氯系数0.24～0.85，平均0.57，说明油藏处于原生状态，而相对较大的数据变化区间也间接反映出地层水的分布具有分隔性。

(3)齐亚林等[19]研究表明，三角洲前缘闭流区Cl-浓度高，浅湖-半深湖的开阔水体Cl-浓度相对较低；文华国等[20]研究认为，总矿化度的分布与沉积微相具有较好的对应关系。而姬塬长81典型的低孔低渗性储层，在平缓地层背景下，产水井之间较大的矿化度差异，也应是地层水不同的留存环境的反映，说明它们在纵向上和侧向上是互不连通的。

3.2 赋存状态

地层水在砂岩储集层中的赋存状态，主要受孔隙大小、喉道及岩石颗粒表面黏土矿物的吸附所控制。长81段试油出水井在平面上分布零散，在油藏剖面上出水层交错叠置，显示出原始地层条件下地层水有着明显不同的赋存状态。针对长81段砂岩储集层的微观孔喉特征，依其物理含水状态，将地层水赋存状态划分为吸附水、毛细管水和自由水三类。

吸附水(含微细毛管滞水)：吸附于岩石颗粒表面或储存微细毛细管中，原始地层状态下难于流动，主要存在于致密砂岩储层中。电性参数一般具有油层特征，仅在压裂改造后产出少量水。

毛细管水：存在于非均质性较强储集层的细毛管中,主要受毛管力控制,重力作用影响小, 主要存在于河道侧翼或主河道沉积旋回顶面颗粒变细层段。地层含水性在电性特征上表现不明显。

自由水(局部滞留水)：存在于局部孔隙结构与物性较好的储集层，烃类充注后油水重力分异比较明显，地层水残留于储层砂体的底部，试油时一般油水同出，产水量的大小与储集层的可容空间和自身烃类充注的程度有关。现尝试分析这三种地层水在姬塬地区长81段的地质条件下，其赋存状态的边界条件。

油在含有地层水的孔隙中流动分异主要受重力、浮力和毛细管力所控制，在原始地层状态下，三者的合力决定了油水关系(或产状)表现形式[21]。用公式表示：

P=hog(ρo-ρw)-2σwo×cosθwo×(1/r2-1/r1)=

P1-P2

(1)

式中：P——单位面积油向上运移的合力，MPa；ho——油柱高度，m；ρo——地层条件下原油密度，kg/m3，姬塬长81的原油密度为0.85×103kg/m3；ρw——地层条件下地层水密度，kg/m3，姬塬长81地层水密度为1.02×103kg/m3；g——重力加速度，N/kg；σwo——油水两相界面张力，mN/m，取油藏平均值20 mN/m；θwo—— 润湿接触角，为0°；r2——油柱顶部毛细管半径，μm；r1——油柱底部毛细管半径，μm。P1为重力与浮力的合力，因水密度大于油密度，所以始终P1>0，油运移指向上方。P2为毛细管合力，可分为三种情况：①r2>r1，顶部毛细管半径大于底部毛细管半径，孔喉上粗下细，上部储层的物性好于下部储层的物性，形成P2<0，油向上部运移没有形成阻挡；②r2=r1，为分选均匀的储层条件，形成P2=0，油在P1作用下继续向上运移；③r20，毛细管合力向下，此时只有当P1>P2，油才具有向上分异运移的能力，否则在P1≤P2时，上部毛细管力已能阻止油的向上运移，形成遮挡。

现对第三种情况(r2

对94口井含油砂岩压汞资料进行统计，砂岩喉道中值半径分布在0.02～0.37 μm(均值0.12 μm)，在地层条件下，物性好的储集层(0.37 μm)毛管压力为0.108 MPa；物性差的储集层(0.02 μm)毛管压力为2.0 MPa；中值半径为0.12 μm时的毛管压力为0.33 MPa；只有当砂岩喉道中值半径为0.3 μm时，储集层毛细管力与P1最小向上运移力数值相一致。可见，大部分储集层段，石油向上运移难以克服储集层毛细管阻力。

据此，长81地层水赋存状态划分大致如下：①将最小浮力与最大毛细管力的差值确定为液态石油能进入致密储层的下限，其P值为1.87 MPa，对应喉道半径为0.11 μm，渗透率为0.11×10-3μm2，孔隙度为8.2%，小于此下限储集层的地层水归属为吸附水；②将最大浮力0.4 MPa所能克服毛细管力确定为形成自由水的下界，对应喉道半径为0.35 μm，渗透率为0.73×10-3μm2，孔隙度为12%，物性好于此界限的地层水确定为自由水；③储集层物性介于两者之间的地层水归属为毛细管水[21]。

按上述分类标准，统计长81所有出水井的赋存状态。吸附水井17口，产水量0.3～9.5 m3/d，平均3.2 m3/d；毛细管水井46口，产水量1.0～20.2 m3/d，平均5.7 m3/d；自由水(局部滞留水)井9口，产水量1.3～47.5 m3/d，平均17.2 m3/d。可见，自由水井数量较少，毛细管水井数量多，储层物性普遍偏差。

3.3 实例分析

图2为姬塬长81段一实际油藏剖面。位于构造高部位的C143井，砂体变薄、物性变差，试油获1.11 t/d低产油和7.8 m3水；构造位置较低的C37井，砂体较厚，物性相对较好，试油获5.37 t/d纯油；纵向上表现出“油水倒置”的空间形态，其内在的原因是C143井致密砂岩滞留有难于流动的吸附水。

姬塬地区长81储集层形成于河控三角洲水下分流河道沉积，每一期河道沉积都形成一个纵横向粒度变化的旋回。主河道物性较好，河道侧翼与河水搬运能量消竭的顶底部物性较差，这样多期河道的迁移冲蚀叠置，形成了产状、形态各异的物性差异接触面，具有了不同的微渗流循环系统，也就呈现出复杂油水界面的空间表现形式。这种复杂油水界面的空间表现并不是油水分异不遵循流体力学规律，只是多个相对独立流体循环系统的交错叠置。这也就是为什么会出现“油水倒挂”油藏剖面[22-24]。

图2 姬塬地区C150井-C106井延长组长81油藏剖面

4 油水分布研究对勘探指导意义

通过前面储集层物性差异对地层水产状影响的分析研究，可以得到以下几点认识：

(1)致密砂岩储集层有着复杂的油水分布特征，边、底水油藏并非唯一的表现形式。首先，油水分布受储集层非均质性(层内韵律性与层间旋回性)和成岩致密带的影响，构造高部位出水、低部位出油类似“油水倒挂”的现象，是致密砂岩储层不同微渗流系统的垂向表现，看似同一油藏的“油水关系倒置”[22]；其次，储层原始沉积条件和后期物性改造决定了形成岩性油藏的类型，是以原始沉积面貌为主控因素的岩性油藏，是以成岩致密为主控因素的“物性封闭”油藏[25-26]；第三，油水层判识要考虑地层水的附存状态，对于物性较好的厚砂体则可能存在自由水，尤其是在油充注能力较弱时发育的“油帽”油藏；而当储集层较薄物性较差且砂泥岩交互叠置时，则可能形成油、水两相“混储”状态。

(2)油气充注能力的强弱也可能影响到储层的含油性。长81储集层油源来源于上覆的长7烃源层，为上生下储型。当油气生烃能力强、具有向下排烃的动力条件时，则可能在储层物性较好的低势区形成纯油层，而当充注能力弱、排替不畅时，则易滞留各种赋存状态的地层水。

(3)认识储集层物性差异对含水赋存状态影响有助于判识测井油层和制定试油措施。单层厚砂体与多层薄砂体被水占据的孔隙的角隅和死端是不一样的，矿物表面的润湿性也不一样，试油措施自然会有差别。

5 结论

陆相低渗透、特低渗透碎屑岩储集层，由于沉积的多旋回性和储层非均质的“三面性”，油水空间分布具有多样性，可能出现“油水倒挂”的情况，这是不同微渗透循环系统的叠加结果，而且非油水分异不遵循流体力学规律。

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编辑：李金华

1673-8217(2015)06-0084-05

2015-06-08

张雪峰,高级工程师，1962年生，1987年毕业于长安大学地球物理勘探专业，长期从事石油地质综合研究工作。

国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地岩性油藏富集规律与目标评价”(2011ZX05001-004)。

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